Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Современное состояние проблемы по изучению влияния разломно блоковой тектоники на формирование и разработку залежей нефти и газа 8
1.1. Влияние тектонического фактора на формирование залежей нефти и газа 8
1.2. Роль тектонического фактора при обосновании поисково-разведочных работ
1.3. Оценка тектонических процессов на развитие коллекторов и их влияние на результаты испытания продуктивных пластов 25
1.4. Причины низкой достоверности подсчета запасов и эффективности их разработки 31
ГЛАВА 2. Обоснование фильтрационно-емкостной и гидродинамической модели залежей нефти и газа 34
2.1. Краткая характеристика геологического строения Федоровского месторождения 34
2.2. Характеристика фильтрационно-емкостных свойств коллекторов по лабораторным исследованиям керна 38
2.3. Оценка фильтрационно-емкостных свойств коллекторов по промысловым данным 41
2.4. Дифференциация коллекторов по показателям разработки 45
2.5. Обоснование универсальности фильтрационно-емкостной и гидродинамической модели залежи 56
ГЛАВА 3. Совершенствование методики поисково-разведочных работ на основе разломно-блоковой тектоники природных резервуаров 59
3.1. Краткая характеристика геологического строения Рогожниковского месторождения 62
3.2. Обоснование перспективных площадей по сейсморазведочным работам 73
3.3. Обоснование перспективных объектов по комплексу ГИС 89
ГЛАВА 4. Совершенствование разработки залежей нефти и газа на основе разломно-блоковой тектоники природных резервуаров 98
4.1.Характеристика гидродинамической связи многопластовых месторождений 98 4.2.Проектирование показателей разработки на основе ФЕС модели нефтяных залежей 108
4.3. Проектирование показателей разработки на основе ФЕС модели газовых залежей 110
Заключение 123
Список литературы
- Роль тектонического фактора при обосновании поисково-разведочных работ
- Причины низкой достоверности подсчета запасов и эффективности их разработки
- Характеристика фильтрационно-емкостных свойств коллекторов по лабораторным исследованиям керна
- Обоснование перспективных объектов по комплексу ГИС
Введение к работе
Актуальность темы исследования. Возрастающее несоответствие между
реальным сложным геологическим строением разрабатываемых месторождений и
традиционными представлениями о структуре залежей, пространственном
распределении фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и характере насыщения
пород значительно снижает эффективность поисково-разведочных работ,
достоверность оценки запасов, обоснование технологических показателей
разработки, приводит к росту непроизводительных затрат, увеличению объемов
трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ), низким коэффициентам нефте– и газоотдачи.
Это объясняется тем, что в нефтегазовой геологии и разработке месторождений
недостаточно учитывается влияние разломно-блоковой тектоники на
формирование залежей, их поиски и разработку. Многие исследователи разделяют это мнение, но в оценке её воздействия на процессы, протекающие в продуктивных толщах остается много нерешенных вопросов.
Степень ее разработанности. Многие ученые В. П. Гаврилов, А.
Н. Дмитриевский, И. М. Шахновский, Р. М. Бембель, Н. П. Запивалов, Б.
А. Соколов, Р. Х. Муслимов и др. признают, что разломно-блоковая тектоника
способствует разуплотнению пород, развитию зон деструкции, формированию
узлов нефтегазонакопления, вертикальной миграции флюидов и это
подтверждается термобарическими и геохимическими аномалиями. Однако, проблема учета её проявлений в практике нефтегазовой геологии и разработке месторождений изучена недостаточно.
Цель исследования. Обоснование геологической модели залежей, совершенствование методики поисково-разведочных работ и разработки месторождений нефти и газа с учетом тектонического фактора.
Задачи исследования:
-
Определить роль разломно-блоковой тектоники в формировании залежей углеводородов (УВ);
-
Исследовать влияние тектонического фактора на ФЕС коллекторов;
-
Выявить причины формирования ТрИЗ;
-
Обосновать фильтрационно-емкостную и гидродинамическую модель залежей УВ;
-
Усовершенствовать методику поисково-разведочных работ;
-
Создать флюидодинамическую концепцию разработки месторождений УВ.
Научная новизна:
-
Установлено, что в продуктивных пластах, независимо от литологии, УВ содержатся в трещинах и капиллярных каналах, соизмеримых с порами, имеющими тектоническое происхождение. Наличие обменных процессов между двумя средами обусловливает развитие трещинных, порово-трещинных, трещинно-поровых и поровых коллекторов.
-
Превалирующее распространение вертикальной трещиноватости объединяет многопластовые месторождения в единую гидродинамическую систему, а создание значительных депрессий или внедрение заводнения нарушает обменные процессы между средами, приводит к первоочередной выработке (в том числе межпластовым перетокам), обводнению трещинной емкости и формированию ТрИЗ в поровых коллекторах.
-
Учет тектонического фактора расширяет перспективы поисков месторождений нефти и газа и объясняет механизм формирования неструктурных залежей.
-
Впервые предложены новые технологии, обеспечивающие одновременную выработку трещинной и поровой емкостей, достижение максимальных коэффициентов нефте– газо– и конденсатоотдачи, уменьшения объемов ТрИЗ и непроизводительных затрат.
Теоретическая и практическая значимость работы. Выявлена
определяющая роль разломно-блоковой тектоники в формировании залежей нефти и газа, их поисках и разработке, что расширяет перспективы открытия месторождений в пределах всей земной коры, а не только в её осадочном чехле и будет способствовать продлению “нефтяной и газовой эры” в экономике страны.
Методология и методы исследования. Комплексирование данных сейсморазведки, геолого-промыслового моделирования, геофизических данных и анализа разработки месторождений.
Защищаемые положения:
1. Методика дифференциации продуктивных отложений по ФЕС,
подтверждающая универсальность фильтрационно-емкостной и
гидродинамической модели залежей, причины формирования ТрИЗ,
необходимость её использования в нефтегазовой геологии и разработке месторождений нефти и газа.
-
Разломно-блоковая тектоника обусловливает развитие зон деструкции, вертикальную миграцию УВ, формирование залежей в различных по литологии породах. Совершенствование методики поисково-разведочных работ путем применения современных типов инверсии сейсмических данных (3D) в комплексе с дистанционными методами позволяет выявлять пропущенные, а также наиболее перспективные участки для поисков и разработки залежей нефти и газа.
-
Обоснование флюидодинамической концепции разработки месторождений способствует эффективному использованию пластовой энергии, достижению более высоких коэффициентов нефте– газо– и конденсатоотдачи, снижению объемов ТрИЗ.
Степень достоверности результатов. Обоснованная фильтрационно-емкостная и гидродинамическая модель месторождений подтверждается промысловыми данными (по зависимостям геолого-промысловых параметров от показателя скин-эффекта и скин-эффекта от депрессии), показателями разработки (текущие и накопленные отборы нефти, закачки воды, обводненности), по трассерным и геохимическим исследованиям, а также данным сейсморазведки и лабораторным исследованиям керна.
Апробация результатов работы. Основные результаты работы
докладывались и обсуждались на конференциях различного уровня:
– Конкурсе студенческих научных работ, посвященного памяти профессора В.И.Муравленко, г. Тюмень, 2011 г.
– Студенческой академии наук, ТюмГНГУ, г. Тюмень, 2011-2013 гг.
– Региональной научно-практическая конференции “Новые технологии топливно-энергетического комплекса-2012”, г. Сургут, 2012 г.
– VI Международной научно-практической конференции “Тенденции и перспективы развития современного научного знания”, г. Москва, 2013 г.
– Научно-практической конференции с международным участием “Науки о Земле: современное состояние и приоритеты развития”, ОАЭ, г. Дубаи, 2013 г.
– II научно-практическая конференция с международным участием “Науки о Земле: современное состояние и приоритеты развития”, ОАЭ, г. Дубаи, 2014 г.
Фактический материал и личный вклад соискателя. В основу работы
положен обширный фактический материал о геологическом строении недр на
изучаемой территории по данным геофизических исследований, в том числе
сейсморазведки МОГТ 2D и МОГТ 3D, результатам поисково–разведочных работ,
лабораторных исследований керна, промысловых данных, анализа показателей
разработки месторождений. Кроме личных исследований в 2011-2016 гг., автором
использованы фактические материалы научных работ организаций и
производственных предприятий региона, в том числе: ОАО “Сургутнефтегаз” и его
структурных подразделений: НГДУ “Сургутнефть”, “Федоровскнефть”,
“Быстринскнефть”, ТО “СургутНИПИнефть”, ООО “ТюменНИИгипрогаз”, а также данных из публикаций в научно-технических журналах по проблеме диссертации.
Личный вклад автора в получении результатов, изложенных в
диссертации. Установлено влияние разломно-блоковой тектоники на
формирование, поиски и разработку залежей нефти и газа.
В процессе работы автором выполнены:
– дифференциация ФЕС и типов коллекторов по промысловым данным и показателям разработки,
– выявлены причины формирования ТрИЗ,
– анализ поисково-разведочных и сейсморазведочных работ по выявлению зон деструкции и формированию залежей УВ,
– доказана перспективность абалакской, фроловской и баженовской свит Красноленинского свода,
– с учетом тектонического фактора произведено совершенствование методики поисково-разведочных работ,
– обоснованы инновационные технологии разработки нефтяных и газовых месторождений.
Публикации по теме диссертации. Автором по теме диссертации опубликовано 17 научных работ, из них 7 в журналах, рекомендованных ВАК РФ. Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы. Содержание работы изложено на 142 страницах, включая 67 рисунков, 13 таблиц. В списке литературы 156 наименований.
Роль тектонического фактора при обосновании поисково-разведочных работ
Во многих районах Широтного Приобья выделены гидродинамические, гидрохимические, геохимические и другие аномалии, тяготеющие к разломам земной коры [3, 12, 130].
Множество фактов свидетельствуют о вертикальной миграции УВ по проводящим тектоническим разломам. Содержание в осадочном чехле продуктов распада радиоактивных элементов, например: гелия, аргона, радона, а также ртути на Медвежьем месторождении [15], увеличение минерализации подземных вод с глубиной северо-западного борта Западно-Сибирской низменности (Н. М. Круг-ликов, 1964). А также повышенная газонасыщенность пород над залежами (В. А. Соколов, 1956; Б. П. Ясенев, 1959), битуминозность (С. Г. Неручев, 1962), аномальные концентрации свободного подвижного гелия (И. Н. Яницкий) на Бо-ваненковском месторождении [15], уменьшение метанизации нефтей [153], минерализации и доли гидрокарбонатов подземных вод [28] вверх по разрезу.
В меловых отложениях Красноленинского свода вертикальная миграция тяжелых нефтяных углеводородов прослеживается до ханты-мансийской свиты включительно. Отмечается уменьшение их концентрации от юрских отложений до меловых на расстояние почти 1000м для алкилбензолов и 800-900 м для нафталинов [67]. На Тямкинском и Усть-Тегусском месторождениях по данным детальной геохимической съемки выявлено, что причиной возникновения аномальной зависимости концентраций аренов от дебитов скважин является снижение проницаемости перекрывающих залежь отложений, что обусловило повышение интенсивности субвертикальной миграции УВ. Эти участки оконтуривают зону высоких дебитов нефти, тем самым объясняется более явная взаимосвязь концентраций аренов с дебитами нефти, чем с эффективными нефтенасыщенными толщинами [79].
По палинологическим исследованиям многих нефтегазоносных бассейнов (Западно-Сибирского, Предкавказского, Волго-Уральского, Тимано-Печорского, Мангышлака и других), в вышележащих горизонтах выявлены споро-пыльцевые комплексы более древних отложений [143, 144, 146]. Например, наличие в нефтях баженовской свиты Салымского месторождения микрофоссилий, состоящих из спор и пыльцы юрского и палеозойского комплексов, послужило доказательством вертикальной миграции нефтяных флюидов из доюрских отложений [148]. Также микрофлора древне– и раннепалеозойского возраста встречена в юрском продуктивном комплексе многих месторождений: Ем-Еговское, Даниловское, Лукашкин Яр, Пахромское, Яхлинское, Упинское и т.д. [145].
На границе фундамент-осадочный чехол на Фестивальном, Урманском и других месторождений Западной Сибири наличие аномально высоких пластовых давлений (АВПД) указывает на связь залежей с фундаментом. Например, в меловых отложениях Западно-Сургутского месторождения перепады пластовых давлений меняются от 1,47 до 7,41 МПа (рисунок 1.5а), на Усть-Балыкском от 1,84 до 3,28 МПа (рисунок 1.5б) [47]. а, б - перепад давлений в горизонтальной плоскости (К1), в, г - направление горизонтальных градиентов приведенных давлений подземных вод нижнемеловых отложений (плоскость сравнения – 2400 м) по Западно-Сургутскому (а, в) и Усть-Балыкскому (б, г) месторождениям (по В. И. Дюнину, 2000) Что свидетельствует о наличии горизонтальных градиентов приведенных давлений за счет вертикальной миграции УВ. На рисунке 1.5в,г показано, что горизонтальные градиенты разнонаправлены, это обусловлено пластово-блоковым строением структур и тем самым подтверждает наличие вертикальных и субвертикальных слабопроницаемых или непроницаемых границ по напластованию нижнемеловых отложений [47].
Гидрохимические и другие аномалии, установленные в Западной Сибири, четко коррелируются с тепловыми [78, 121, 124], которые также приурочены к активным разломам. Аномалии геотемпературного поля по данным А. Р. Курчикова могут существовать только в узких полосах вдоль разлома вследствие растекания нагретых подземных вод по проницаемым горизонтам.
Тепловые аномалии выражены в виде узкой вертикальной полосы, примыкающей к разлому, и, несомненно, формируются за счет вертикальной фильтрации горячих флюидов, а не от литологии вмещающих пород [47].
Превалирующее развитие вертикальной трещиноватости обусловливает многопластовость месторождений, непредсказуемую перемежаемость в вертикальном разрезе нефтяных и газовых залежей, наличие тектонически экранированных залежей и высокий этаж нефтегазоносности за счет вертикальной миграции УВ.
Следует подчеркнуть, что, по данным Н. В. Умперовича и других [69, 74], локальные структуры Западной Сибири раздроблены многочисленными сбросами, которые определяют мелкоблоковое строение многих структур, а преимущественное развитие имеют сбросы, связанные с растяжением земной коры. Некоторые из нарушений охватывают весь осадочный чехол и проявляются в современном рельефе.
По-видимому, вертикальная фильтрация флюидов в широких масштабах охватывает разрез осадочного чехла Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. При этом миграция, видимо, происходила (происходит) в виде бесчисленного множества самостоятельных потоков, движущихся по ослабленным зонам. В совокупности все эти примеры аргументируют закономерности, выявленные в результате освоения апт-сеноманских отложениях верхней части осадочного чехла месторождений Западной Сибири. Так в ходе испытаний скважин Западно-Таркосалинского месторождения в Пур-Тазовской НГО выяснилось, что участки повышенной продуктивности в сеноманских отложениях по данным МОГТ полностью совпадают с разломами, которые затухают в неокомских горизонтах (рисунок 1.7).
Причины низкой достоверности подсчета запасов и эффективности их разработки
Неучет ФЕС сложных коллекторов сопровождается снижением точности при оценке запасов, о чем свидетельствуют примеры по Тенгизскому, Вуктыль-скому, Оренбургскому и грозненским месторождениям, а также по ряду месторождений Белоруссии, Грузии, Болгарии [80, 103]. В карбонатных коллекторах трещиноватость отмечается, но в отношении ее величины среди ученых существуют значительные расхождения: И. И. Горюнов [40] полагает, что ее можно принять равной 1 %, А. М. Нечай [93-97], с учетом вторичных расширений трещин, приводит значение 5 %, по И. А. Конюхову [71, 72] она составляет 1-2 %, К. И. Багринцевой [7-9] установлено, что емкость трещин может достигать 2-3 %.
При подсчете запасов нефти (газа) в терригенных коллекторах не учитывают два фактора — трещиноватость и вторичную пористость, из-за чего коллектор считают как однородно-поровый, что сказывается на определении полезной (эффективной) емкости. Хотя наличие трещин подтверждается данными испытаний, освоения скважин и керновым материалом [51,52]. Так практика разработки месторождений нефти (газа) показывает типичную динамику добычи нефти (газа) по годам разработки (рисунок 1.15).
На графике можно отчетливо выделить три области с различными геолого-промысловыми характеристиками: I – высокопродуктивная (трещинная) и II – низкопродуктивная (поровая), переход от одной среды ко второй осуществляется постепенно III - переходная зона, со средними геолого-промысловыми характеристиками (порово-трещинная и трещинно-поровая). Подтверждением этому служит наличие на месторождениях высоко–, средне– и низкодебитных скважин.
По данным И.П.Попова при пересчете запасов, к примеру, пласта БС10 Ма-монтовского месторождения, с учетом трещиноватой модели залежи расхождения по величине балансовых запасов составили 1,43, а по извлекаемым запасам более чем в 2 раза (запасы утверждены в ГКЗ. Протокол №5213 от 26.08.1968 г.). На Ямбургском месторождении расхождения в оценке запасов достигали 30 %.
Недостаточная достоверность подсчета запасов отрицательно сказывается на показателях разработки месторождений. В связи с этим на многих месторождениях Западной Сибири наблюдается несбалансированность закачки воды с отборами жидкости из пласта. Многие объекты разработки перекачены водой, что ведет к интенсивной обводненности продукции, накопленная компенсация чрезмерно высока, пластовое давление часто превышает первоначальное на десятки атмосфер. Организация системы поддержания пластового давления без должного регулирования, приводит к быстрому обводнению. Зачастую для добычи 1 т нефти приходится закачивать 8-10 т воды, что обусловливает появление непроиз 33 водительных затрат (Ю. Я. Большаков, 2010). Подобная практика снижает коэффициенты нефтеотдачи.
Кроме того, состояние залежей осложняется использованием в процессе разработки форсированного отбора. При котором быстро теряется пластовая энергия и падает ресурсный потенциал, нарушается сбалансированный режим подпитки фильтрационных каналов, связанная вода "отрывается" от стенок поро-вого пространства коллекторов и заполняет фильтрационные каналы. В конечном итоге это приводит к снижению коэффициента нефтеотдачи. Как результат - снижается продуктивность скважин и увеличивается их обводненность. Так, в Западной Сибири в неокоме на последней стадии разработки КИН составляет 20-25 %, в юрских отложениях — 15 %, а обводненность месторождений превышает 80 % [56].
Таким образом, на основании анализа состояния проблемы влияния разлом-но-блоковой тектоники на формирование и разработку залежей нефти и газа, можно сделать следующие выводы:
1. Многими исследователями признается влияние тектонического фактора на формирование залежей, ФЕС коллекторов, но оценка степени её воздействия в нефтегазовой геологии и разработке месторождений изучена недостаточно.
2. Отсутствие обоснованной методики оценки фильтрационно-емкостной и гидродинамической модели залежей снижает эффективность поисково-разведочных работ, оценку запасов и обусловливает формирование трудноизвле-каемых запасов (ТрИЗ) и рост непроизводительных затрат.
Для обоснования фильтрационно-емкостной модели залежей Широтного Приобья в качестве базового объекта исследований выбрано Федоровское нефтегазовое месторождение, открытое в 1971 году, в центральной части Сургутского нефтегазоносного района Среднеобской нефтегазоносной области (НГО). В геологическом строении Федоровского месторождения принимают участие отложения доюрского комплекса и мезозойско-кайнозойского осадочного чехла (рисунок 2.1).
Тектоническое строение исследуемой площади имеет сложный характер. Результаты геолого-физических исследований свидетельствуют об унаследованности тектонического развития территории, проявляющейся в тождественности структурных планов по различным горизонтам. Согласно тектонической карте центральной части Западно-Сибирской плиты месторождение расположено в центральной, самой приподнятой части Сургутского свода. В тектоническом отношении оно приурочено к Федоровской вершине, которая на западе граничит с Быстринским валом, на юго-востоке - с Восточно-Сургутской террасой, а на востоке с Ярсомовским крупным прогибом, разделяющим положительные структурные элементы 1-го порядка Сургутский и Вартовский своды. Крупные структурные элементы 1-го порядка осложнены более мелкими, такими как Вершинная ложбина - на юге, Савуйская седловина и Тончинский прогиб - на севере. По отражающему горизонту Б Федоровский малый вал представляет собой крупную брахиантиклинальную складку II порядка северо-восточного простирания с сильно изрезанными в плане очертаниями, и осложненную положительными структурами III порядка: Вершинное, Северо-Сургутское, Федоровское, Оленье, Варенское, Той-Лорское, Моховое, Восточно-Моховое локальные поднятия.
Характеристика фильтрационно-емкостных свойств коллекторов по лабораторным исследованиям керна
В тектоническом плане Рогожниковское месторождение расположено в пределах Рогожниковского вала и непосредственно примыкающего к нему с севера прогиба “без названия”, входящих в состав Красноленинского свода (структуры I порядка). По результатам грави– и магниторазведочных работ (рисунок 3.4а,б) выявлено блоковое строение фундамента.
Основные залежи нефти относятся к центральному блоку А, занимающему всю центральную часть месторождения. В связи с влиянием позднепалеозойско-мезозойской складчатости Уральской геосинклинали северо-северо-восточного простирания, он оказался раздробленным на более мелкие блоки. К блоку Б за пределами месторождения относятся Емъеговское, Пальяновское, Ай-Торское, Каменное поднятия. Блок В узкой полосой северо-западного простирания отделяет блоки А и Б. В тесной генетической связи с глубинными разломами находятся структурно-формационная зональность. Крупный субширотный разлом и связанная с ним мезозойско-кайнозойская система дизъюнктивов выделяется в районе Сибирских Увалов [101].
Сводный геологический разрез Рогожниковского месторождения составлен по скважинам №896Р и 871Р, вскрывшим разновозрастные породы доюрского основания. Он представлен нерасчлененным складчато-метаморфическим протеро 64 зой-палеозойским, триасовым вулканогенным и терригенно-вулканогенным промежуточным комплексами, мощной толщей мезозойско-кайнозойского осадочного чехла (рисунок 3.5).
Верхнеюрский комплекс вместе с отложениями келловея на изучаемой площади представлен абалакской и нижнетутлеймской подсвитой (баженовские продуктивные отложения, далее баженовская свита). Абалакская свита сложена глинами аргиллито-подобными, темно-серыми, серыми, преимущественно тонко-отмученными, в разной степени глауконитовыми, в нижней половине слюдистыми. В верхах свиты отмечаются небольшие прослои битуминозных разностей. По всему разрезу отмечаются пиритовые стяжения, глинисто-карбонатные конкреции. В прикровельной части свиты выделяется горизонт конкреций, обогащенных глауконитом, рострами белемнитов, часто породы биотурбированы. Многочисленные остатки аммонитов, двустворок, встречаются лин-гулы, пиритизированные водоросли.
В отложениях абалакской свиты выделяется продуктивный пласт ЮК1. Общая толщина пласта 18,3 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 2,6 м, коэффициент песчанистости пласта – 0,14, расчленённость – 2,5.
Преимущественное распространение имеют коллекторы с эффективной емкостью, представленной вторичными пустотами – трещинами, кавернами и полостями выщелачивания по трещинам. Матрица имеет низкую пористость (1-8 %). Единичные образцы с пористостью более 10 % представлены глауконитовым аргиллитом или карбонатизированными разностями. Вынос керна из отложений по скважинам составляет в среднем 60–65 %. По результатам лабораторных исследований в разрезе свиты межзерновых коллекторов не установлено. Повсеместно в керне отмечается присутствие «залеченных» и открытых трещин. В отдельных образцах отмечено присутствие кавернозности в карбонатных разностях пород. (по материалам ТО СургутНИПИнефть , 2014) Баженовская свита согласно перекрывает отложения абалакской свиты и представлена аргиллитами чёрными со слабым коричневатым оттенком, битуминозными, землистыми, с прослоями глинистых известняков, радиоляритов. Отмечаются пирит, фосфатные конкреции, редкий растительный детрит, остатки рыб, отпечатки двустворчатых и головоногих моллюсков. В нижней подсвите выделяется пласт ЮК0 (баженовские продуктивные отложения).
Общая толщина пласта ЮК0 равна 24 м, эффективные нефтенасыщенные толщины пласта изменяются от 2м до 6м, коэффициент песчанистости пласта составляет в среднем 0,15, расчлененность – 3,2.
К кровле баженовской свиты приурочен региональный сейсмический отражающий горизонт “Б”, являющийся одним из наиболее выдержанных сейсмостратиграфических реперов данного района исследования.
Толщина свиты составляет 18-30 м. Меловая система подразделяется на два отдела: нижний и верхний. Нижний отдел представлен: верхнетутлеймской подсвитой, фроловской, кошайской, викуловской и ханты-мансийской свитами. Верхнетутлеймская подсвита сложена аргиллитами коричневато-черными, битуминозными, листоватыми, с остатками ихтиофауны. Толщина подсвиты в среднем составляет около 17 м. Фроловская свита согласно залегает на баженовской, представлена глинами аргиллитоподобными, тёмно-серыми, тонкоотмученными, с прослоями слабобитуминозных разностей, алевритовых разностей и глинистых известняков. В верхней части свиты выделяются пласты АК1-2 и АК3. Возраст свиты – валанжин-готерив-баррем-апт. Толщина свиты – 570-630 м.
Залежи нефти в пределах Рогожниковского месторождения локализуются на различных стратиграфических уровнях: отложений триаса (пласт ТР), тюменской (пласты ЮК2-6), абалакской (пласт ЮК1), баженовской (пласт ЮК0), викулов-ской (пласт ВК1) свит. Доказана нефтеносность пласта АК3 фроловской свиты. Образовавшиеся залежи характеризуются невыдержанностью толщин и коллек-торских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу, литологическими замещениями коллекторов, наличием тектонических нарушений. По величине суммарных извлекаемых запасов нефти месторождение относится к группе крупных, по сложности геологического строения – к категории сложных.
Таким образом, на Красноленинском своде отложения абалакской свиты являются продуктивными, но вследствие несовершенства методики поиска продуктивных объектов залежь пласта ЮК1 выявлена только в районе скважины №785R, остальные скважины оказались в основном “сухими”, либо c незначительным притоком нефти (таблица 3.1). В скважине 785R при испытании интервалов глубин 2448,0-2457,0 м (а.о. -2350,4 – -2359,4 м) получен приток нефти дебитом 69 м3/сут на 6 мм штуцере. Эффективная нефтенасыщенная толщина по данным ГИС составила 3,8 м. Испытания пласта ЮК1 производились совместно с пластом ЮК0, либо ЮК2-3.
При испытаниях пласта ЮК0 в четырех скважинах притока также не получено, однако в 15 скважинах получены безводные притоки нефти дебитом от 0,25 до 1,8 м3/сут (таблица 3.2). В скважинах №712Р, 723П, 743Р, 825Р, 875Р и 904Р получены безводные притоки нефти дебитом от 2,7 м3/сут до 15,0 м3/сут на штуцере 8 мм.
В результате испытания пластов фроловской свиты промышленных притоков не получено (таблица 3.3), наибольший дебит – 1,20 т/сут, был зафиксирован в скважине 790P. Получение во всех испытаниях фильтрата бурового раствора (ФБР) свидетельствует о наличии трещинных коллекторов, так как поглощать и отдавать флюиды способны только они. Поэтому особую роль при испытаниях данного объекта определило качество его вскрытия.
Обоснование перспективных объектов по комплексу ГИС
Согласно данным сейсморазведки при импульсах тектонической активности устанавливается гидродинамическая связь между горизонтами в зонах разуплотнения, то есть они являются основными путями вертикальной миграции нефти и газа, а пересечение ими пород-коллекторов обусловливает формирование многопластовых залежей УВ. Рассмотрим подробно это явление на основе показателей разработки различных месторождений Западной Сибири.
Яунлорское месторождение открыто в 1964 г. и приурочено к Вершинной, Яунлорской и Минчимкинской структурам Сургутского НГР. Геологический разрез представлен мощной толщей терригенных отложений мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, залегающих со стратиграфическим несогласием непосредственно на отложениях туринской серии нижнего триаса (рисунок 4.1). Продуктивная часть разреза представлена отложениями среднеюрского (пласт ЮС2), верхнеюрского (пласт ЮС1) и неокомского нефтегазоносных комплексов.
Неокомский НГК включает пласты АС4, АС7-8, АС9, АС10 – неосложнен-ного неокомского комплекса, пласты БС2, БС100, БС10 – шельфовой части осложненного неокомского подкомплекса, пласты БС18, БС19, БС20, БС21, БС211, БС22 – ачимовской части осложненного неокомского подкомплекса. В пласте АС4 залежь газовая, в пласте АС7-8 – нефтегазоконденсатная, в остальных пластах залежи нефтяные. Основная промышленная нефтегазоносность связана с пластами группы АС7-8. Продуктивными являются пласты АС4, АС7-8, АС9-10, БС10_0, БС10, БС18-20 и ЮС2. Рисунок 4.1 – Геологический разрез Яунлорского месторождения
Периодически меняющиеся в пределах сейсмически напряженных зон тектонические усилия приводят то к сгущению, то к разрежению сети проницаемых трещин в глинистых покрышках, проталкивая через них водоуглеводородный флюид. Развитие зон разуплотнения (рисунок 4.4), близкие коллекторские свойства продуктивных отложений и незначительные расхождения градиентов пластовых давлений (0,98-1,03) Яунлорского месторождения указывают на единство гидродинамической системы.
По данным гидродинамических исследований, отсутствие притоков в мощных пачках (до 80-100 м) повышенной глинистости не препятствует хорошей гидродинамической связи по разрезу. Поэтому существование массивных флюидо-упоров между группами пластов А и Б следует рассматривать как породы с двойной пористостью – поровой и трещиной [104]. Трещиноватость определяет также блоковое строение глинистых отложений и возможность интенсивной фильтрации подземных флюидов в глинах при градиентах, значительно меньше, чем начальные. Это подтверждается, например, по результатам исследований гроз-нинских месторождений [71]. Также данная закономерность прослеживается из анализа показателей разработки различных групп пластов (с раздельной добычей) Яунлорского месторождения.
Начальный период разработки соответствует, порово-трещинному ПТ коллектору (пласт АС7-8) (начало координат – точки 1, 1 ) (рисунок 4.5а). Так как закачиваемая вода контролирует высокопроницаемый коллектор, то после очистки трещин он дренируется как однородно-трещинный Т. В этот период (участки 1-2 и 1 -2 ) достигается максимальный уровень годовой добычи, наблюдается интенсивный рост обводненности продукции. Несмотря на увеличение объемов закачки, более чем в 4 раза (1994-2005 гг.) добыча нефти непрерывно снижается, а в связи с обводнением скважины выводятся из эксплуатации.
В 2000 г. (точки 2, 2 ) завершается выработка однородно-трещинных коллекторов Т и годовые отборы обеспечиваются худшими по ФЕС коллекторами ПТ. В связи со стабилизацией на низком уровне обводненности (после т.3) закачиваемая вода на эти коллекторы не оказывает воздействия. Замедление темпов падения добычи по пластам АС7-8 и АС9-10 в 1995-2005 гг. при уменьшении фонда скважин и объемов закачки (2005-2010 гг.) а также наметившийся с 2006 г. рост годовых отборов нефти и попутной воды свидетельствуют о перетоках нефти и закачиваемой воды из нижележащих пластов БС10 и БС18-20.
Менее интенсивное разбуривание залежи пласта БС10 (рисунок 4.5в) обусловило перетоки нефти из трещинной емкости Т в вышележащий пласт АС9-10, по которому в период 1985-1991 гг. наметилась “полочка” стабилизации добычи. Увеличение добычи объекта БС10, не смотря на вывод из эксплуатации скважин, объясняется значительным вводом в 2002-2005 гг. скважин объекта БС18-20 (рисунок 4.5в) который способствовал достижению максимальной добычи в 2007 г. по БС10 и спад годовых отборов по БС18-20. Поэтому только вследствие перетоков по пласту БС10 не соблюдается условие Qн Т2 Qн ПТ.